1. Việt Nam nằm trong một vùng khí hậu nhiệt đới, các máy biến áp thường
đặt ngoài trời nên luôn chịu tác động của môi trường như: mưa, gió, nắng, bão, lụt,
sương muối, hơi nước muối biển, nhiễm bẩn công nghiệp, bão cát, bão xoáy nhiệt
đới v.v. . và đặc biệt nhiệt độ, độ ẩm thường rất cao. Chính các yếu tốmôi trường
này cũng góp phần làm tăng nhiệt độ dầu và nhiệt độ cuộn dây của máy biến áp.
Những yếu tố này tác động liên tục làm thay đổi cấu trúc của vật liệu nói chung và
vật liệu điện nói riêng, làm sai lệch các chế độvận hành bình thường, làm hưhỏng
dần các thành phần trong máy biến áp nói chung và đặc biệt là hệ thống cách điện
nói riêng.
2. Khi máy biến áp vận hành, dòng điện chạy trong dây quấn của MBA khi
đó từtrường trong lõi thép sẽ sinh ra các tổn hao công suất và biến thành nhiệt làm
nóng các chi tiết của máy biến áp. Sự tăng nhiệt này làm giảm khảnăng sửdụng
của vật liệu tác dụng. Khi tăng nhiệt độthì vật liệu cách điện bịlão hòa [3]. Vật liệu
cách điện thường gặp ởmáy biến áp là các loại giấy, bìa, bakêlit, vải sợi, dầu máy
biến áp, các loại sơn, nói chung là vật liệu cấp A và B. Đối với các loại cách điện
này khi tăng nhiệt độlên 8 0C với vật liệu cấp A và 12 0C với vật liệu cấp B thì tuổi
thọcủa vật liệu cách điện giảm đi một nửa. Đểvận hành hợp lý máy biến áp phải
tuân thủtheo quy định nhiệt độcho phép lớn nhất.
110 trang |
Chia sẻ: lylyngoc | Lượt xem: 4968 | Lượt tải: 2
Bạn đang xem trước 20 trang tài liệu Nghiên cứu quá trình xuống cấp cách điện máy biến áp điện lực và ứng dụng phương pháp phổ điện môi để chẩn đoán chất lượng cách điện trong máy biến áp, để xem tài liệu hoàn chỉnh bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
ợc cho thấy tất cả MBA có một lượng ẩm quá cao.
Do đó, CEB đã thực hiện lọc dầu trên tất cả các máy biến áp.
Những thông số ước tính cho những MBA này đã được liệt kê trong bảng
4.10. như hình 4.12, C’(ω) và C’’(ω) của 3 MBA này là tương tự nhau. Ở đó,
những điều kiện dòng điện của cách điện trong 3 MBA này là như nhau. Tương tự
những thông số thu được từ sự phân tích dầu. Hơn nữa, những thông số đạt được từ
mô hình cũng sát gần nhau hơn.
Hình 4.13-4.15 đưa ra số đo hằng số điện môi ε’ thu được và tổn thất ε’’ từ
MBA T8-T10. Kết quả nhận được từ mô hình X. Số đo và tổn thất thu được không
phù hợp trong miền tần số trên 100 Hz. Sự khác nhau này nguyên nhân có thể bởi
sự cẩu thả của sự ảnh hưởng những tấm đệm trong mô hình X. Hơn nữa, Đường
cong tổn thất mô hình của MBA T9 ở mức độ cao vừa phải hơn đường cong số đo
tương ứng bên trong thang tần số nơi độ dẫn dầu chiếm ưu thế toàn bộ đặc tính. Sự
81
khác nhau này bởi giá trị độ dẫn điện của dầu cao đã chỉ định tới mô hình X, đã
được mang lại từ số đo độ dẫn dầu và bởi giả định một năng lượng hoạt hóa 0,7 V.
Bảng 4.11. so sánh kết quả mô hình FDS và những kết quả từ sự phân tích của dầu cho
MBA T8-T10.
Phân tích dầu Thông số MODS Thông số mô hình X TN
No. ST σ mco mc σ mc X Y C0 mc X C0
T8 35 51 44 4,2 63 5,2 20 15 0,6 4,7 24 0,7
T9 47 52 108 4,9 57 5 20 15 0,6 4,7 24 0,7
T10 50 47 115 4,6 52 4,5 20 15 0,6 4,3 24 0,7
T12 41 3 42 2 3 2,4 20 15 0,8 1,9 25 0,9
ST-nhiệt độ mẫu dầu; δ độ dẫn của dầu ở nhiệt độ 270C; mco- thành phần độ ẩm trong dầu; mc-
thành phần độ ẩm trong giấy (%); C0- điện dung hình học(nF).
Hình 4.13 mô tả mô hình và kết quả đo cho MBA T12, tuổi của máy nhỏ
hơn 20 năm. Tất cả thông số đã ước lượng cho MBA này cũng được chỉ ra trong
bảng 4.11. Thành phần độ ẩm đã ước lượng và độ dẫn dầu của T12 ở mức thấp hơn
nhiều so với ước lượng cho MBA đã xem xét trước đó. Như mô tả trong trường hợp
trước, sự khác biệt giữa mô hình và đường cong tổn thất đã đo ε’’ là nguyên nhân
chính bởi độ dẫn dầu ấn định cho mô hình X.
Hình 4.13. phần tử thực và ảo của điện dung phức MBA T8-T10
82
Hình 4.14: So sánh trị số của mô hình và trị số đo hằng số điện môi và tổn thất trong T8
Hình 4.15: So sánh trị số của mô hình và trị số đo hằng số điện môi và tổn thất trong T9
83
Hình 4.16: So sánh trị số của mô hình và trị số đo hằng số điện môi và tổn thất trong T10
Hình 4.17: So sánh trị số của mô hình và trị số đo hằng số điện môi và tổn thất trong T12
84
4.3.3.2. MBA 3 pha
Trong nghiên cứu này, không có nhiều khả năng cho thực hiện những phép
đo trên các MBA công suất 3 pha. Những cơ hội để đo MBA, là ở những thời gian
chúng không làm việc. T13 chỉ là một MBA 3 pha mà có thể thực hiện những phép
đo thử nghiệm. Mặc dù MBA này đã được lắp đặt ở những năm gần đây (1990), giá
trị điện trở cách điện của nó (IR) đã giảm xuống một cách nhanh chóng trong thời
gian đó. Hơn nữa, nhật ký vận hành của MBA này chứa đựng thông tin về những
chỗ niêm phong dầu không đủ tốt và gây thất thoát. Từ đó, một lý do khả năng cho
việc giảm IR là độ ẩm xâm nhập vào từ môi trường khí quyển qua chỗ niêm phong
dầu. Từ đó, có thể mong đợi cải thiện thành phần độ ẩm cao trong cách điện của nó.
Hình 4.18 mô tả số đo và mô hình hằng số điện môi ε’, và tổn thất ε’’ của
MBA T13. Mô hình X đã xác định hàm lượng ẩm 3,5% trong cách điện. Giá trị
tương ứng thu được từ mô hình X-Y là 3,8%. Hàm lượng ẩm tương ứng thu được
từ sự phân tích dầu là 2,3%, thấp hơn nhiều so với những giá trị từ mô hình. Ở cùng
thời gian, độ dẫn dầu xác định từ phần mềm MODS (11pS/m) và số đo độ dẫn dầu
(9 pS/m) là tuơng tự nhau. Điện dung hình học xác định từ MODS là 1,5 nF, và
tưong tự với điện dung hình học thu được từ mô hình X là 1,6 nF.
Hình 4.18: So sánh trị số của mô hình và trị số đo hằng số điện môi và tổn thất trong T13
Những kết quả khẳng định rằng thành phần độ ẩm trong MBA này đang ở
mức cao, mặc dù nó vẫn đang trong vận hành nhỏ hơn 10 năm. Do đó, cần ngay lập
tức sửa chữa những chỗ niêm phong dầu và nếu có thể thì lọc dầu trong chân
không.
85
4.3.3.3. MBA phân phối
Những phép đo FDS đã thực hiện trên MBA phân phối DT1 trước và sau khi
lọc dầu. Kết quả những đường cong đặc trưng điện môi chỉ ra trong hình 4.19. Kết
luận là thủ tục lọc dầu đã không được cải thiện chất lượng dầu. Để kiểm tra nó,
phân tích điều kiện của những mẫu dầu, đã được lấy trước và sau khi lọc đầu. Suất
điện trở dầu và những thông số điển hình khác của dầu đã được đo. Xem xét sự phụ
thuộc điện trở suất vào nhiệt độ trên hình 4.20 thấy rằng việc lọc dầu đã không dẫn
đến sự thay đổi của thông số này. Các nghiên cứu khác đã thực hiện ở công ty ABB
ở Vasteras, Thụy điển cũng đưa ra kết quả tương tự. Thành phần độ ẩm đã giảm
xuống từ 26 tới 14 ppm, con số trung hòa thay đổi từ 0,28 đến 0,24 mg KOH/g-oil,
điện áp chọc thủng từ 76 đến 74 kV/2,5 mm, hệ số tổn thất tử 0,519 đến 0,476. và
dải mầu từ 7,0 đến 6,5. Những kết quả này khẳng định kết luận sớm hơn dựa trên
phép đo FDS. Những thông số đã được ước lượng từ MODS, từ mô hình X và từ
phân tích dầu đã cho trong bảng 4.12.
Hình 4.19. thành phần thực và ảo của điện dung phức MBA DT1 trước và sau khi lọc dầu.
Những thành phần độ ẩm đã ước lượng thu được từ cơ sở dữ liệu “tấm ép”
và mô hình X là như nhau. Mặt khác những giá trị này ở mức cao hơn tưong ứng
vói những ước lượng thu được từ cơ sở dữ liệu “Xenlulo” và phân tích dầu. Điều
này có thể bởi sự khác nhau của cách điện bên trong MBA phân phối.
86
Bảng 4.12. Những thông số ước tính cho MBA DT1
Trước khi lọc dầu Sau khi lọc dầu
Phương pháp
mc σ X Y C0 mc σ X Y C0
Giấy 3,9 150 20 20 0,4 2,9 87 20 20 0,4
MODS
Tấm chắn 5,2 170 20 20 0,4 4,4 106 20 20 0,4
Mô hình X 5,6 -- 30 -- 0,4 4,2 -- 30 -- 0,4
Phân tích dầu 3,2 180 -- -- -- 1,8 140 -- -- --
σ độ dẫn của dầu ở nhiệt độ 270C; mc - thành phần độ ẩm trong giấy (%); C0- điện dung hình
học(nF).
Hình 4.20. Phụ thuộc nhiệt độ của điện trở suất dầu trong MBA DT1 trước và sau khi lọc.
Độ dốc tưong ứng với điện áp đặt 0,5 V.
Những phép đo FDS trên MBA DT2 và DT3 đã cho thấy trạng thái cách
điện khác nhau. Do không thể lấy được mẫu dầu từ những biến áp này để đo đạc
nên không có số đo độ dẫn của dầu - một trong những thông số đầu vào cho mô
hình X, vì thế mô hình này cũng không được thực hiện. Do đó, Những thông số xác
định trong bảng 4.13 chỉ có từ mô hình X-Y (MODS). Những kết quả FDS, đưa ra
với mục đích so sánh, như ε’(ω) và ε’’(ω) xem trên hình 4.21. Điện dung hình học
xác định bởi MODS được sử dụng để đưa ra những đường cong này từ điện dung
phức đã đo. Giá trị tổn thất cao và sự phân tán của phần thực ε’(ω) của hằng số điện
môi phức ε*(ω) đã được tìm ra trong cách điện của MBA DT2. Điều này chỉ rõ sự
cần thiết phải có biện pháp cấp bách để cải thiện trạng thái cách điện của MBA này.
87
Bảng 4.13 Thông số mô phỏng cho MBA DT2 và DT3
“tấm chắn” mô hình X-Y “giấy” mô hình X-Y TN
No. mc σ X Y mc σ X Y
DT2 3,1 12 20 20 4 12 20 20
DT3 1,5 0,7 20 20 1,5 0,7 20 20
Hình 4.21 Kết quả đặc trưng điện môi cho DT2 và MBA dự phòng DT3
4.3.3.4. Một số kết quả đo đặc biệt
Trong những nghiên cứu này xuất hiện vài sự khác biệt khi cố gắng thực
hiện phép đo FDS qua cách điện chủ yếu của vài MBA. Trên hình 4.22 là kết quả từ
những phép đo FDS đã làm trong máy T11.
Như trên hình vẽ, số đo điện dung là cực kỳ thấp (~40 pF) cho gam MBA
công suất 24MVA được cách điện bằng giấy-dầu. Hơn nữa, tổn thất đo C’’(ω) là số
âm ở miền tần số cao hơn 10Hz. Những kết quả phép đo FDS trên những MBA
khác cùng chủng loại cũng tưong tự như vậy. Kiểu thể hiện này có thể xảy ra khi
đĩa mêtan được lắp đặt giữa cuộn dây cao và hạ áp được tiếp đất. Tuy nhiên, không
hề tìm thấy thông tin tương tự ở hướng dẫn về cấu tạo bên trong của những biến áp
này. Cần có sự nghiên cứu sâu hơn về vấn đề này trong thời gian tiếp theo.
88
Hình 4.22 điện dung đã đo C’(ω) và tổn thất C’’(ω) của MBA T12
4.3.4. Nhận xét
Khi sử dụng mô hình X-Y, đã tính đến trạng thái phức tạp của cách điện
MBA (có những tấm ngăn và tấm đệm). Do vậy, cần nắm được cấu trúc hình học
của MBA. Tuy nhiên, các công ty điện, thường không có những dữ liệu như vậy.
Phân tích độ nhạy của mô hình X-Y cho thấy ảnh hưởng của thành phần độ
ẩm, độ dẫn dầu và thành phần đệm vào hằng số điện môi của hệ thống cách điện
MBA ở 1 kHz là tương đối nhỏ. Ngoài ra, ảnh hưởng của thành phần tấm ép lên
toàn bộ đáp ứng điện môi trong mô hình X-Y cũng là thấp. Hai ảnh hưởng này đã
được quan sát khi thành phần vách ngăn ở bên trong chiếm tỷ lệ 20%-50%, thành
phần tấm ép chỉ chiếm 15%-25%, độ dẫn dầu khoảng 10-400pS/m ở 250C, và
thành phần độ ẩm trong tấm ép biến đổi từ 0,2 đến 5%. Trong phần lớn MBA,
những thông số này giảm xuống ở một giới hạn nhất định.
Dựa vào những yếu tố trên, đưa ra một mô hình đơn giản gọi là mô hình X.
Trong mô hình X, bỏ qua sự tồn tại của tấm đệm trong cách điện MBA. Mặt khác,
bổ sung đo mẫu dầu để xác định độ dẫn dầu, để sau đó sử dụng trong mô hình hoá.
Kết quả cho thấy, hàm lượng độ ẩm được xác định bằng mô hình X rất gần
với những giá trị xác định bằng mô hình X-Y. Mặc dù vậy, cả hai mô hình này đều
cho kết quả thường cao hơn một chút so với kết quả phân tích dầu. Do vậy, cần tiếp
89
tục đo đáp ứng tần số của tấm ép dưới những điều kiện khác nhau. Cũng như cần
kiểm tra mô hình đối ứng đối với đa số MBA lực thông dụng bằng cách so sánh kết
quả mô hình đo FDS với những kết quả phân tích KFT. Những so sánh như vậy sẽ
là hữu ích trong việc cải thiện chất lượng mô hình hoá.
Khi có đủ thông tin về cấu trúc bên trong MBA, nên so sánh kết quả thành
phần tấm ép từ mô hình X với thành phần thực tế vách ngăn. Điều này giúp cho
việc đánh giá tác động của các thành phần bị bỏ qua khi áp dụng mô hình và tăng
độ chính xác của những số liệu thu được.
Phần lớn MBA được đo tại hiện trường đều được xác định là bị ẩm. Do đó,
Những biện pháp phòng ngừa cần được áp dụng để tránh sự hư hỏng và già hoá
trong những MBA này. Xa hơn nữa, CEB đã thiết lập quy trình thích hợp để lưu
giữ cơ sở dữ liệu trong bảo dưỡng và đo đạccủa tất cả MBA lực sử dụng
90
Chương 5: TỔNG HỢP, ĐÁNH GIÁ KỸ THUẬT, KINH TẾ
VÀ ĐỀ XUẤT SƠ ĐỒ BẢO DƯỠNG HỢP LÝ ĐỐI VỚI MBA
LỰC ĐÃ VÀ ĐANG VẬN HÀNH
5.1. Đặt vấn đề
Đánh giá về máy biến áp lực là phương pháp đánh giá tổng hợp phức tạp từ
2 chỉ tiêu tổng quát rất quan trọng: kinh tế và kỹ thuật. Trong chương này chúng tôi
xin giới thiệu tới bạn đọc một số khía cạnh của vấn đề nêu trên.
Công thức (4.3) đưa ra chi phí thay thế/ đại tu (Replacement/Rebuilding
Cost) CR để bổ sung cho việc quyết định quá trình các công việc thực hiện đối với
một máy biến áp từ khi đưa vào vận hành cho đến khi chuẩn bị thay thế hoặc đại tu.
Một số ví dụ chỉ rõ hiệu quả kinh tế giữa việc thay thế bởi máy biến áp mới trong
hệ thống điện.
Đánh giá về kinh tế cũng bị ảnh hưởng bởi hệ số có lợi của máy biến áp và
suất sự cố của các máy biến áp. Các giải thích này dựa trên các kinh nghiệm của
các nước có hệ thống điện phát triển.
Những thủ tục thông thường để nhận biết và xác định những khuyết tật gây
nguy hiểm cho vận hành của máy biến áp có thể dẫn đến sai lầm của người vận
hành khi gặp phải những sự cố không điển hình.
Trước kia, việc theo dõi đánh giá máy biến áp được tính toán trong 10 năm,
nhưng hiện nay, song song với việc kéo dài tuổi thọ của MBA đang vận hành, ví dụ
như các máy biến áp lực đã vận hành được 20 ÷ 30 năm, có nhiều vấn đề kinh tế
được đặt ra. Trên thực tế, việc quyết định vấn đề này dựa trên hai yếu tố tổng hợp:
kinh tế và kỹ thuật ảnh hưởng lẫn nhau.
Phương pháp này được minh họa bằng một vài ví dụ lựa chọn mang lại hiệu
quả kinh tế - thay thế máy biến áp cũ bằng máy mới so với việc đại tu hoặc thay
mới các bộ phận. Các kết quả đạt được không mang tính rộng lớn vì các giá trị hệ
số được mở ra trong tương lai. Một vài trong số đó là các giá trị thống kê, đặc biệt
đối với việc đánh giá máy biến áp.
Hai trong số các hệ số được quan tâm dưới đây gồm:
Hệ số có lợi của máy biến áp và hiệu quả áp dụng.
Ảnh hưởng của suất sự cố trong suốt tuổi thọ trung bìnhh của máy biến áp.
Đánh giá các điều kiện của máy biến áp lực được xây dựng trên cơ sở 3
bước xác định. Bước đầu tiên được tiến hành mà không cần cắt điện máy biến áp,
phân loại máy biến áp dựa trên thời gian vận hành và tăng cường bảo dưỡng máy
biến áp.
5.2. Sự cố ngừng hoạt động của các MBA lực và sự quản lý của
Công ty điện lực.
Đảm bảo cung cấp điện liên tục cho khách hàng là một vấn đề quan trọng
cần phải được giải quyết bởi các công ty Điện lực. Một vài trục trặc của máy biến
áp có thể dẫn đến ngừng nguồn cung cấp. Xác định số lượng các giai đoạn trong
thời gian máy biến áp ngừng hoạt động gọi là ‘hệ số sẵn sàng của máy biến áp lực’.
91
Nó là một trong những yếu tố quan trọng nhất trong quá trình đánh giá của các
công ty Điện lực trong việc xác định quá trình bảo dưỡng các thiết bị trong hệ
thống điện.
Trong thời gian dài cắt điện để phục vụ cho việc trung tu, đại tu, thay mới và
sửa chữa nhỏ của máy biến áp cũng như việc thay thế vật liệu mới, hiện đại hoá đối
với trạm không được quan tâm tới [39]. Cần xem xét đến khi cắt nguồn, mục đích
hoạt động của hệ thống, bao gồm loại trừ việc cắt máy biến áp không tải. Do vậy,
trong trường hợp máy biến áp ngừng hoạt động trong thời gian kéo dài, chỉ có duy
nhất một thời kỳ ngắn khi cắt nguồn để thực hiện công việc đó được coi như thực
hiện các công việc trong tương lai (ví dụ như: đại tu, quá trình sửa chữa, giải quyết
sự cố - sửa chữa nhỏ).
Hệ số có lợi được tính toán theo công thức
∑
∑
−=
tu
off
t
LT
t
P 1 (4.1)
Trong đó:
∑toff : là thời gian sự cố và sửa chữa (giờ).
∑ Lt : số lượng máy biến áp.
Tu : tổng số giờ của giai đoạn vận hành với hệ số được tính (giờ).
Đối với hư hỏng nhỏ thường xuyên xảy ra, đặc biệt đối với các máy biến áp
phụ, thì không phải là điểm quan trọng để đánh giá tổng quát. Các kết quả đều tập
trung vào tính chắc chắn, hiệu quả và rẻ đối với chi phí khi sửa chữa. Sửa chữa tại
chỗ thông thường chỉ bằng 10 ÷ 15% so với chi phí khi sửa chữa tại nhà máy hay
tại các trung tâm sửa chữa. Ngoài ra, nguyên tắc ứng dụng kiểm tra và sửa chữa tại
chỗ về lý thuyết cũng như sự khác nhau về thời gian giữa sửa chữa tại chỗ và ở nhà
máy sẽ được quyết định bởi hệ số phụ thuộc vào công suất của máy biến áp. [34,
35].
Có nhiều sự cố quan trọng, đặc biệt là các sự cố xảy ra trong hệ thống cách
điện của máy biến áp. Phần lớn trong đó có thể sửa chữa tại nhà máy hoặc tại phân
xưởng. Tất cả các sự cố đều được xác định trước trong khi làm các thủ tục khảo sát,
chuẩn đoán và kiểm tra những sự cố chính.
Việc tập hợp, thống kê sự cố trong hệ thống điện đã được làm ở tất cả các
Điện lực, nhưng chưa có cách gì để phân tách các loại sự cố (ví dụ: sự cố này là do
sét, sự cố kia là do quá điện áp hồ quang hay do quá điện áp chuyển mạch v.v...).
Đi vào cụ thể nghiên cứu công tác quản lý kỹ thuật của các Công ty điện lực, Công
ty Truyền tải điện chúng ta chỉ thấy đơn thuần là sự thống kê số lượng sự cố ở các
đường dây và trạm mà khó có thể phân tách chúng xảy ra do những nguyên nhân
nào khác ngoài các nguyên nhân có trong các liệt kê như: đổ cột, vỡ sứ, đứt dây, tụt
lèo, không rõ nguyên nhân v.v…Qua đó thấy rằng, việc thống kê lại các sự cố xảy
ra vẫn chưa được chú trọng. Nói chung, không phải sự cố nào cũng yêu cầu phải
bảo dưỡng máy biến áp nhưng nó liên quan đến chất lượng chung của các máy biến
áp điện lực và việc thiết kế/chế tạo sẽ gặp rất nhiều bất lợi [39].
92
5.3. Tỷ lệ sự cố ảnh hưởng đến tuổi thọ trung bình của MBA
Nếu máy biến áp lực được thiết kế và lắp đặt chính xác và được bảo trì đúng
mức nó có thể làm việc trong thời gian rất dài. Quá trình lão hoá cách điện sẽ ảnh
hưởng đến tuổi thọ của máy biến áp, máy biến áp chỉ có thể kéo dài được tuổi thọ
nếu nhiệt độ làm việc không vượt quá nhiệt độ cho phép. Nó có thể là khi máy biến
áp bị quá tải, điều này thường xuyên xảy ra đối với hệ thống điện của Việt Nam. Từ
đây có thể thấy việc lão hoá cách điện trở thành một vấn đề rất quan trọng. Trên
thực tế, tuổi thọ của máy biến áp chịu ảnh hưởng bởi những hệ số kỹ thuật, các kế
hoạch hoặc thông số kinh tế, kèm theo đó là các độ tin cậy khác, sự phát triển của
kỹ thuật, việc đáp ứng các thiết bị dự phòng và thiết bị phụ trợ khác.
Hiện nay, các quan điểm đều cho thấy một máy biến áp chất lượng tốt có thể
được vận hành tới 55 năm nếu nó không bị sự cố vĩnh cửu nào. Các sự cố thường là
do các thành phần trong máy biến áp có tuổi thọ nhỏ hơn. Như vậy có thể thấy rằng
tuổi thọ trung bình của máy biến áp lực bị giảm xuống do các bộ phận bên trong
máy biến áp hư hỏng ngày càng tăng. Số lượng máy biến áp bị hư hỏng là một hàm
của tỷ lệ sự cố được định nghĩa bằng số đơn vị bị hư hỏng trong một năm trong số
lượng máy biến áp hoạt động bắt đầu từ năm này.
Nếu không có sự cố, tuổi thọ của toàn bộ máy biến áp lực liên quan đến số
lượng các máy biến áp và số năm mà chúng vận hành. Từ vài máy biến áp xảy ra sự
cố, toàn bộ thời gian hoạt động trong số lượng năm được lựa chọn ‘m’ sẽ thấp hơn.
Tuổi thọ trung bình của máy biến áp được tính theo công thức sau:
( ) mkwT m
k
k
av ...1,1
1
1 =−=∑
=
−
(4.2)
Với m là tỷ lệ sự cố.
Hình 5.1: Tuổi thọ trung bình của một MBA là một hàm của tỷ lệ sự cố tính
trong hai khoảng thời gian tương lai.(average life time-years: tuổi thọ trung bình
tính bằng năm; failure rate - %: tỷ lệ sự cố tính bằng %; nét đứt: 55 năm; nét liền :
75 năm)
Thực tế tỷ lệ sự cố thay đổi theo thời gian. Ở trên công thức giả thiết rằng nó
là không đổi hoặc nó là một giá trị thao tác trung bình trong số năm được lựa chọn.
93
Hơn nữa nó đã giả thiết rằng việc ngừng vận hành xảy ra trong năm làm giảm tuổi
thọ của máy biến áp được tính bắt đầu từ đầu năm.
Trong các nghiên cứu về ảnh hưởng của sự cố đến tuổi thọ trung bình của
máy biến áp ở hai giai đoạn "m" đã được lựa chọn: 55 năm và một giai đoạn dài
hơn - 75 năm. Những giai đoạn có thể được coi là thời gian vận hành tương lai của
lưới điện. Kết quả tính toán được đưa ra ở hình 5. 1.
Trong trường hợp tỷ lệ sự cố rất thấp, ở dưới 0,5%, việc giảm thời gian hoạt
động trung bình là thấp, khoảng 12%. Nếu tỷ lệ sự cố là 2,5%, thì thời gian hoạt
động trung bình là 2 lần. Ở tỷ lệ sự cố cao như vậy ảnh hưởng của thời gian hoạt
động tương lai trên thời gian hoạt động trung bình là không quan trọng. Điều đó
chứng tỏ rằng vấn đề quan trọng nhất sẽ là việc chế tạo các MBA có độ bền cao
hơn, để các MBA có thời gian hoạt động lâu hơn tránh được các sự cố thường gặp
(ví dụ như lão hoá do nhiệt và lão hóa cách điện).
5.4. Hiệu quả của việc đại tu so với việc mua MBA mới.
Hệ số kinh tế là rất quan trọng khi quyết định bất kỳ sự đầu tư nào trong thời
gian hoạt động của máy biến áp - Hình 5.2. Trong bất kỳ trường hợp nào ước
lượng kinh tế cần bao gồm không chỉ chi phí tổn thất và bảo dưỡng mà còn bao
gồm việc ngừng hoạt động với tất cả các chi phí liên quan (lắp đặt, vận chuyển,
thiết bị phụ, tổn thất về thu nhập bán hàng, lắp đặt lại hệ thống cung cấp,v.v...), ô
nhiễm môi trường, nguy cơ sự cố trong thời gian vận hành, v.v.... Những nguy cơ
này dẫn đến câu hỏi - Nên sửa chữa hay thay mới máy biến áp?
Nhân viên vận hành có thể gặp phải câu hỏi này sau khi xảy ra sự cố nghiêm
trọng của máy biến áp cũng như khi thiết bị đó đã gần kết thúc thời gian vận hành.
Trong trường hợp đầu tiên, có thể loại bỏ thiết bị hư hỏng hoặc đại tu lại. Việc sửa
chữa theo các phương pháp thông thường có lẽ sẽ không hợp lý, đặc biệt trong
trường hợp khắc phục lại các máy biến áp sự cố cho thấy nhiều hạn chế. Mặt khác,
việc sửa chữa yêu cầu phải có các phụ tùng thay thế phong phú. Khối lượng đó
được so sánh khi số lượng các máy biến áp bị sự cố tăng lên với tỷ lệ sự cố và thời
gian cần mua máy biến áp mới hoặc để sửa chữa một sự cố.
Chi phÝ
thay thÕ
Thay thÕ
Tu sña l¹i nhu
míi phï hîp
víi ®k m«i
truêng
Kh«i phôc l¹i,
sña chòa nhá,
t©n trang l¹i
L¾p ®Æt HT
gi¸m s¸t
Sè n¨m vËn hµnh
H¹n chÕ
t¶i
TiÕp tôc
vËn hµnh
B×nh thu¬ng
Th¶i ra
ChiÕn lu¬c
ph¸t triÕn
Ph©n tÝch
kinh tÕ
Ph©n tÝch
kü thuËt
§ang
vËn
hµnh
HÕt thêi
gian vËn
hµnh
Truíc khi
vËn hµnh
§ua ®Õn
n¬i kh¸c
94
Hình 5.2: Sơ đồ bảo dưỡng hợp lý MBA đã và đang vận hành và kết hợp với
quá trình đầu tư
Đánh giá về kinh tế có thể được thực hiện bằng các phương pháp thông
thường đã biết. Ở công thức (4.2 và 4.3) bên dưới cho thấy chi phí thay thế / đại tu
(CR). Nó đưa ra chi phí chiết khấu bảo dưỡng trung bình hàng năm và được tham
chiếu tới hàng năm và được tham khảo trong một giai đoạn giả thiết “N” năm từ
tính toán thực tế, ví dụ trong thời gian ngắn nên lựa chọn: thay thế/đại tu lại.
( )
( ) ( )
( )
( ) ( )
( )
( ) ( ) )3.4(1
1
1
113
1
11
8760
1
1
1
118760 22
2
nscrN
N
maN
N
nennfendinw
N
jCUoR
p
K
pp
pK
pp
p
kPP
p
K
pp
pkPfPCCR
+−+
−+++
−+
+++⎟
⎟
⎠
⎞
⎜⎜⎝
⎛
+
−+∆+∆+=
Trong đó:
CR: tổng chi phí của việc thay thế / đại tu lại bao gồm cả chi phí vận chuyển
và lắp đặt.
∆Po, ∆Pcu - tổn thất không tải và có tải của MBA.
f - Giá trị phụ tải trung bình MBA tham chiếu tới công suất danh định.
Pn - Công suất danh định của máy biến áp
Kj - Chi phí một kWh cần bao gồm cả tổn thất không tải và có tải.
knen - Chi phí 1 kWh chưa cung cấp (cho khách hàng).
p - Lãi suất, ví dụ như lãi suất trung bình qua thời gian chờ đợi,
N - Thời gian vận hành mong đợi của MBA đại tu /thay thế.
n - số lượng năm sau khi MBA đại tu cần thay thế bởi MBA khác.
Kinw - Chi phí mua mới MBA hoặc chi phí của việc đại tu một MBA khác
mà cần phải lắp đặt sau ‘n’ năm,
Pend - Xác suất trung bình của năng lượng chưa được chuyển giao hoặc chưa
được lấy lại,
Kma - Chi phí bảo dưỡng trung bình hàng năm.
Kscr - giá trị còn lại của MBA cũ.
Đối với MBA mới bỏ qua giá trị Kinw .
5.5. Sự thay thế / trang bị mới đối với toàn bộ máy biến áp
Những phân tích dưới đây được xây dựng trên cơ sở dữ liệu tổng hợp từ
những MBA được lắp đặt trong đầu những năm 80. Một số MBA đã được đại tu lại
sau khi gặp sự cố hư hỏng nặng nề. Hiện nay, một câu hỏi đặt ra để hỗ trợ quyết
định xử lý các MBA trong trường hợp chúng bị sự cố nặng nề đến mức chi phí sửa
chữa tại xưởng là rất lớn. Khi đại tu, lõi và thùng giữ lại, trong khi cuộn dây mới thì
thay mới hoàn toàn. OLTC (bộ điều áp dưới tải) thì không phải thay mà sẽ được
sửa chữa lại. Những sứ xuyên và phần bị vỡ cũng được thay thế.
Từ sự so sánh tổng quát về chi phí bảo dưỡng, giá trị còn lại và chi phí năng
lượng do gián đoạn cung cấp điện. Dẫn đến chúng ta sẽ đơn giản hóa công việc và
cho phép tập trung vào vài phần tử, khó đưa ra các quyết định về kỹ thuật. Mấu
chốt của vấn đề này là việc ước lượng như : tuổi thọ mong đợi của máy biến áp
95
được đại tu, tỷ lệ lãi suất, mức độ tổn thất và chi phí đại tu so sánh với chi phí lắp
đặt máy biến áp mới.
Phần lõi (gông từ) được giữ lại, nên tổn thất không tải của máy biến áp được
đại tu không thay đổi. Tổn thất có tải không thay đổi trong thực tế. Nó đã được giả
thiết rằng tổn thất không tải của máy biến áp mới thấp hơn 2,5 lần so với máy biến
áp bị sự cố và tổn thất có tải của máy biến áp mới chỉ bằng 80% tổn thất có tải so
với máy biến áp cũ.
Ký hiệu kj là chí phí năng lượng đối với 1MWh, trong khi mức tải trung bình
của máy biến áp xấp xỉ 60 % mức tải danh định, thì chi phí cho đại tu, theo kinh
nghiệm thu được, bằng 40 ÷ 60% chi phí lắp đặt máy biến áp mới. Lãi suất tại thời
điểm hiện thời tương đối cao (khoảng 17% hoặc hơn) và sẽ giảm theo thời gian. Vì
vậy, ước lượng thời gian hoạt động của máy biến áp sẽ là một dải rộng ví dụ : Thời
gian hoạt động của máy biến áp mới cần phải đạt được 55 năm trong khi đối với
máy biến áp đại tu tối thiểu bằng 40% giá trị đó, ít nhất là 25 năm.
Ba sự lựa chọn được phân tích :
* Ảnh hưởng của thời gian vận hành mong đợi của máy biến áp đại tu trên
chi phí được chiết khấu trung bình hàng năm. Nó được giả thiết một giá trị lãi suất
khoảng 12% và giá của việc đại tu - 50% so với giá lắp đặt máy mới.
* Ảnh hưởng của lãi suất trên lợi nhuận thu được từ việc đại tu. Nó được giả
thiết thời gian vận hành bằng 25 năm, trong khi chi phí đại tu được chỉ ra ở trên (ví
dụ bằng 50%).
* Sự phụ thuộc lẫn nhau của CR và chi phí đại tu được thiết lập. Nó được giả
thiết lãi suất là 12%, trong khi thời gian vận hành được mong đợi là 25 năm.
Trong tất cả 3 vấn đề liệt kê ở trên, nó được giả thiết rằng sau thời gian đưa
máy biến áp vào đại tu, nó được thay thế bởi máy biến áp mới hoặc bởi một máy
biến đã được sửa chữa khác. Giá trị CR của máy biến áp đại tu luôn luôn liên quan
tới chi phí CR của máy biến áp mới. Hình 5.3; 5.4; 5.5 cho thấy hiệu quả việc đại tu
từ quan điểm về chi phí CR.
Trong trường hợp khi máy biến áp khác đã được sửa chữa thay thế vào chỗ
của máy biến áp đại tu trong thời gian máy biến áp đang đại tu, ảnh hưởng của thời
gian hoạt động trên hiệu quả đại tu là thấp, hình 5.3. Tuy nhiên, việc thay thế bằng
máy biến áp mới, có nghĩa là nếu máy biến áp được đại tu mà có tuổi thọ là 25 năm
thì việc thay thế bằng máy biến áp đắt hơn sẽ không hiệu quả. Mở rộng thời gian
vận hành sẽ không thay đổi hiệu quả một cách đáng kể. Từ đây ta thấy rằng: cả khi
thời gian vận hành được mong đợi là tương đối ngắn (dưới 25 năm) có thể mong
đợi những lợi ích kinh tế từ sự đại tu nếu máy biến áp sửa chữa thay thế cho máy
biến áp đại tu.
96
Hình. 5.3: Chi phí chiết khấu trung bình hàng năm của MBA đại tu đối với
thời gian vận hành được mong đợi của MBA đại tu
.(ratio of costs : tỷ lệ chi phí;expected lifetime -years: thời gian vận hành
mong đợi - năm;
nét đứt : thay thế bởi MBA mới; nét liền: thay thế bởi MBA đại tu)
Trong thực tế lãi suất ảnh hưởng tới hiệu quả của việc đại tu nếu máy biến
áp đại tu được thay thế bởi máy biến áp trung tu hoặc bằng 1 máy biến áp mới, xem
hình 5.4. Khi đó lãi suất là rất thấp (dưới 10%), nói chung, hiệu quả của việc đại tu
là không rõ rệt, đặc biệt trong trường hợp thay thế bởi máy biến áp mới.
Sự phụ thuộc lẫn nhau giữa chi phí đại tu và hiệu quả là tuyến tính, trong cả
hai lựa chọn thay thế, hình 5.5. Trong ví dụ được nói tới, nếu giá đại tu lớn hơn
50% giá bán lẻ của máy biến áp mới thì sẽ khó khăn khi nói sự đại tu ưu điểm hơn
việc thay thế các phần bị hư hỏng bởi cái mới hoàn toàn.
Hình. 5.4. Chi phí chiết khấu trung bình hàng năm của MBA đại tu đối với
lãi suất.
.(ratio of costs : tỷ lệ chi phí; interest rate-%: tỷ lệ lãi-%; nét đứt : thay thế
bởi MBA mới; nét liền: thay thế bởi MBA đại tu)
97
Hình 5.5 Chi phí chiết khấu trung bình hàng năm của MBA đại tu đối với chi
phí đại tu. .(ratio of costs : tỷ lệ chi phí; refurbishing costs-%: chi phí đại tu lại -
%; nét đứt : thay thế bởi MBA mới; nét liền: thay thế bởi MBA đại tu).
Trong khi máy biến áp đã được đề cập dựa trên việc tính toán chi phí được
chiết khấu trung bình hàng năm trên cơ sở một vài đơn giản hóa. Như vậy, nó bao
hàm việc chỉnh định khi tính toán về hiệu quả của việc đại tu. Nếu tỷ lệ chi phí
chiết khấu trung bình hàng năm của việc đại tu và những máy biến áp mới không
vượt quá 0,8 thì có thể kết luận việc đại tu là có hiệu quả.
Cho ví dụ đã nêu một trường hợp thường gặp nếu máy biến áp đại tu được
thay thế bởi việc một máy biến áp sửa chữa khác, giá của việc đại tu không vượt
quá 50% chi phí của máy biến áp mới và lãi suất lên tới trên 12%. Với điều kiện
như vậy, nếu đại tu máy biến áp thì được thay thế bởi máy mới, khi đó chi phí cho
việc đại tu là có hiệu quả khi thời gian vận hành được mong đợi của máy biến áp
sửa chữa xấp xỉ 25 năm.
98
CHƯƠNG VI: KẾT LUẬN
Qua nghiên cứu phân tính của toàn bộ nội dung đề tài đã được trình bày ở
trên ta có thể rút ra một số kết luận sau đây:
1. Việt Nam nằm trong một vùng khí hậu nhiệt đới, các máy biến áp thường
đặt ngoài trời nên luôn chịu tác động của môi trường như: mưa, gió, nắng, bão, lụt,
sương muối, hơi nước muối biển, nhiễm bẩn công nghiệp, bão cát, bão xoáy nhiệt
đới v.v... . và đặc biệt nhiệt độ, độ ẩm thường rất cao. Chính các yếu tố môi trường
này cũng góp phần làm tăng nhiệt độ dầu và nhiệt độ cuộn dây của máy biến áp.
Những yếu tố này tác động liên tục làm thay đổi cấu trúc của vật liệu nói chung và
vật liệu điện nói riêng, làm sai lệch các chế độ vận hành bình thường, làm hư hỏng
dần các thành phần trong máy biến áp nói chung và đặc biệt là hệ thống cách điện
nói riêng.
2. Khi máy biến áp vận hành, dòng điện chạy trong dây quấn của MBA khi
đó từ trường trong lõi thép sẽ sinh ra các tổn hao công suất và biến thành nhiệt làm
nóng các chi tiết của máy biến áp. Sự tăng nhiệt này làm giảm khả năng sử dụng
của vật liệu tác dụng. Khi tăng nhiệt độ thì vật liệu cách điện bị lão hòa [3]. Vật liệu
cách điện thường gặp ở máy biến áp là các loại giấy, bìa, bakêlit, vải sợi, dầu máy
biến áp, các loại sơn, nói chung là vật liệu cấp A và B. Đối với các loại cách điện
này khi tăng nhiệt độ lên 80C với vật liệu cấp A và 120C với vật liệu cấp B thì tuổi
thọ của vật liệu cách điện giảm đi một nửa. Để vận hành hợp lý máy biến áp phải
tuân thủ theo quy định nhiệt độ cho phép lớn nhất.
3. Các thử nghiệm điện thông dụng từ trước đến nay như là điện trở cách
điện, chỉ số phân cực và hệ số tổn thất ở tần số công nghiệp cung cấp rất ít thông tin
về cách điện MBA do chúng chỉ đưa ra các giá trị đo đơn (single value). Để khắc
phục nhược điểm này, các phép đo đáp ứng điện môi, đo điện áp hồi phục (Return
voltage measurements – RVM), đo dòng phân cực và hồi phân cực (polarisation
and depolarisation current measurements – PDC) và gần đây nhất là phổ điện môi
ở miền tần số (frequency domain dielectric spectroscopy measurements – DS), dần
được đưa vào sử dụng để kiểm tra cách điện trong MBA đặc biệt là trong đánh giá
mức độ già hóa và hàm lượng ẩm của cách điện rắn.
Phương pháp phổ điện môi là phương pháp phân tích các đáp ứng của điện
môi theo tần số của điện áp đặt vào (từ 10-5 Hz đến 107Hz). Phương pháp này đã
được sử dụng phổ biến từ lâu nay trong ngành nghiên cứu vật liệu nói chung để
phân tích cấu trúc của các polymer và sau đó phương pháp phổ điện môi áp dụng
rộng rãi trong nghiên cứu các tính chất về điện của vật liệu cách điện nói riêng.
Trong việc kiểm tra cách điện trong MBA thì so với phương pháp hồi phục
điện áp (RVM), phương pháp dòng phân cực và hồi phân cực (PDC) thì phương
pháp phổ điện môi là tiên tiến nhất vì chúng mới chỉ xuất hiện trong vài năm gần
đây nhờ sự phát triển công nghệ và những công trình nghiên cứu của nhiều nhà
khoa học trên thế giới đối với vấn đề phân tích và diễn giải các kết quả đo.
Phương tiện để thực hiện phương pháp này là thiết bị IDAX, nó có thể cho
những đánh giá chính xác về trạng thái MBA. Vì thế, có thể làm tăng khả năng bảo
dưỡng kỹ thuật, tăng tuổi thọ của MBA. Mặt khác, tất cả các phần thiết bị của máy
99
đo IDAX được tích hợp trong 1 vỏ hộp và có thể dễ dàng vận chuyển đi các nơi.
Giúp cho việc có thể sử dụng tại hiện trường các trạm biến áp cũng như trong
phòng thí nghiệm. IDAX cho khả năng đánh giá tin cậy độ ẩm sau 1 lần thử nghiệm
và thử nghiệm này có thể được thực hiện ở nhiệt độ bất kỳ nào của thiết bị được thử
nghiệm.
Chương trình mô phỏng của thiết bị cho phép thay đổi tất cả các thông số
cách điện đối với mô phỏng hình học bất kỳ và sử dụng công thức đối với sự phụ
thuộc nhiệt độ của giấy – dầu. Chương trình mô phỏng của thiết bị IDAX tạo ra các
đường cong mẫu và so sánh chúng với đường cong đo đạc cho tới khi nhận được sự
tương ứng cao nhất (sự trùng lặp cao nhất). Kết quả cuối cùng đưa ra tỷ lệ phần
trăm độ ẩm trong giấy cách điện ở dạng các đại lượng riêng biệt về độ dẫn của dầu.
4. Các kết quả nghiên cứu và phân tích của đề tài có thể áp dụng để xác định
hay kiểm tra đánh giá chất lượng của hệ thống cách điện trong máy biến áp nói
riêng và trong các thiết bị điện cao áp nói chung, xác định hàm lượng ẩm riêng biệt
của phần cách điện rắn và độ dẫn điện của dầu trong các MBA lực. Qua đó sẽ nhằm
giúp cho các cán bộ kỹ thuật thuộc các lĩnh vực như: nghiên cứu khoa học, chế tạo,
sửa chữa, kiểm tra thử nghiệm v.v.... và công nhân trực tiếp vận hành các MBA
hiểu rõ hơn bản chất, khả năng làm việc của MBA, từ đó sẽ tìm ra cách vận hành
MBA sao cho hợp lý nhất để tận dụng được khả năng tải tối đa trên cơ sở đảm bảo
tuổi thọ của MBA lực.
Như vậy, chúng ta có thể khẳng định sự ưu việt của phương pháp đo phổ
điện môi và phương pháp này hoàn toàn có thể áp dụng tại điều kiện vận hành hệ
thống điện tại Việt Nam.
Theo lộ trình phát triển công nghệ điện lực của Tập đoàn Điện lực nói riêng
và toàn ngành điện nói chung, việc bảo dưỡng, sửa chữa các thiết bị trạm, đường
dây trong đó có máy biến áp lực sẽ được hiện đại hóa và theo xu hướng chung của
thế giới, đó là chẩn đoán theo thời gian thực và sửa chữa, bảo dưỡng theo điều kiện
thực vận hành của thiết bị. Với định hướng như vậy, việc trang bị các thiết bị sử
dụng phương pháp đo phổ điện môi là thực sự cần thiết.
100
PHẦN PHỤ LỤC
PHỤ LỤC 1 : Tiªu chuÈn, khèi l−îng thÝ nghiÖm vµ yªu cÇu m¸y biÕn ¸p míi l¾p
®Æt, sau söa ch÷a vµ ®¹i tu ®Þnh kú.
PHỤ LỤC 2: Tiêu chuẩn lọc dầu biến áp
101
PHỤ LỤC 1
Tiªu chuÈn, khèi l−îng thÝ nghiÖm vµ yªu cÇu m¸y biÕn ¸p míi l¾p ®Æt, sau
söa ch÷a vµ ®¹i tu ®Þnh kú.
Đối tượng thí nghiệm
Hạng mục thí
nghiệm Máy mới lắp
đặt
Máy sau
sửa
chữa có
thay
cuộn
dây
Đại tu
định kỳ
Tiêu chuẩn thí nghiệm
Ghi chú
1 2 3 4 5 6
1 Đo cách điện
của các bu lông
ép lót thép và
các xà ép tôn
bằng
megaômmét
Bắt
buộc
Bắt
buộc
Bắt buộc Điện trở không được giảm
thấp hơn 50% so với số
liệu xuất xưởng của nhà
chế tạo. Nếu không có số
liệu của nhà chế tạo thì
không được thấp hơn 2
mêgaôm.
Có thể thay
thế đo điện trở
cách điện
bằng thử điện
áp tăng cao
tần số công
nghiệp 1000–
2000V trong 1
phút
2. Đo điện trở
1 chiều cuộn
dây ở tất cả các
nấc
Bắt
buộc
Bắt
buộc
Bắt buộc Chênh lệch điện trở giữa
các nấc tương ứng của các
pha và so sánh với số liệu
xuất xưởng của nhà chế tạo
số liệu thí nghiệm định kì
không được lệch quá 2%
nếu không có lý do đặc biệt
ghi rõ trong lý lịch máy.
3. Đo tỷ số
biến áp ở tất cả
các nấc phân
áp
Bắt
buộc
Bắt
buộc
Bắt buộc Tỷ số biến áp đo được ở
các nấc tương ứng của các
pha không được chênh lệch
nhau quá 2%. Đối với các
máy biến áp có ĐAT sai
lệch không quá trị số của
một nấc điểu chỉnh. Tỷ số
biến áp đo được so với số
liệu của nhà chế tạo không
được sai lệch quá ±5%.
4. Kiểm tra tổ
đấu dây MBA
3 pha và cực
tính MBA 1
pha.
Bắt
buộc
Bắt
buộc
Bắt buộc Tổ đấu dây phải phù hợp
với số liệu của nhà chế tạo
và với kí hiệu trên nhãn
máy
5. Đo điện trở
cách điện các
cuộn dây R60
Bắt
buộc
Bắt
buộc
Bắt buộc Điện trở cách điện các
cuộn dây không tiêu chuẩn
hoá và sau khi quy đổi về
cùng một nhiệt độ thì
không được giảm quá 30%
Đối với các
MBA từ
150kV trở
xuống đo ở
nhiệt độ trên
102
so với số liệu của nhà chế
tạo hoặc so với lần thí
nghiệm trước. Trường hợp
không có các số liệu trên
để so sánh có thể tham
khảo giới hạn tối thiểu cho
phép của R60 theo bảng 2-
1.
100C. Đối với
các MBA từ
220kV trở lên
đo ở nhiệt độ
trên 30oC.
6. Xác định tỷ
số hấp phụ
k=R60/R15
Bắt
buộc
Bắt
buộc
Bắt buộc Tỷ số hấp phụ không tiêu
chuẩn hoá. Thông thường
trong khoảng 10 – 30OC tỷ
số này không thấp hơn 1,3
đối với các MBA có cách
điện không bị nhiễm ẩm.
Nếu nhiệt độ
cao hoặc thấp
hơn khoảng
trên tỷ số hấp
phụ có thể
giảm thấp
7. Xác định tỷ
số điện dung
C2/C50 và
∆C/C
Không
bắt buộc
Không
bắt
buộc
Không
bắt buộc
Tỷ số C2/C50 không được
tăng quá 15% so với số liệu
suất xưởng của nhà chế
tạo. Trường hợp không có
số liệu này thì tham khảo
giá trị tối đa cho phép tại
bảng 2.2
Tỷ số ∆C/C tương tự như
vậy, giá trị tối đa cho phép
xem tại bảng 2.3
Tỷ số C2/C50
chủ yếu dùng
cho MBA
35kV.
Tỷ số ∆C/C
chủ yếu dùng
cho các MBA
110kV trở lên.
8. Đo tgδ góc
tổn thất điện
môi của các
cuộn dây
Bắt
buộc
đối với
cấp
điện
áp từ
110kV
trở lên
Bắt
buộc
đối với
cấp
điện
áp từ
110kV
trở lên
Bắt buộc
đối với
cấp điện
áp từ
110kV
trở lên
Trị số tgδ không tiêu chuẩn
hóa. Khi qui đổi vể cùng
một nhiệt độ trị số này
không được tăng quá 30%
so với số liệu xuất xưởng
của nhà chế tạo hoặc so với
số liệu thí nghiệm định kỳ.
Trường hợp không có các
số liệu này có thể tham
khảo trị số tối đa cho phép
theo bảng 2.4. trong mọi
trưòng hợp tgδ≤ 1% được
coi là đạt yêu cầu.
Đối với các
MBA từ
150kV trở
xuống đo ở
nhiệt độ trên
100C. Đối với
các MBA từ
220kV trở lên
đo ở nhiệt độ
trên 300C.
9. Đo tgδ các
sứ đầu vào có
đầu và thử điện
áp xoay chiều
tăng cao đối
với sứ khác.
Thí nghiệm
dầu trong sứ
Bắt
buộc
Bắt
buộc
Bắt buộc tgδ các sứ đầu vào có dầu
không được cao hơn các trị
số trong bảng 2.5.
Các sứ khác phải thử điện
áp tăng cao tần số công
nghiệp theo bảng 2.6.
Dầu trong sứ phải đạt tiêu
chuẩn như trong phụ lục 1.
Đối với MBA
từ 35kV trở
xuống các sứ
đầu vào được
thí nghiệm
điện áp tăng
cao tần số
công nghiệp
cùng với cuộn
dây
10. Thí nghiệm
ngắn mạch
Bắt
buộc
Bắt
buộc
Bắt buộc Điện áp ngắn mạch không
được sai lệch quá 10% và
tổn thất ngắn mạch không
103
được tăng lên quá 10% so
với số liệu tính toán (số
liệu trong lý lịch xuất
xưởng)
11. Thí nghiệm
không tải
Bắt
buộc
Bắt
buộc
Bắt buộc Dòng không tải không
được sai lệch qúa 30% so
với số liệu tính toán (số
liệu xuất xưởng).
Tổn thất không tải của
MBA 3 pha từ 35kV trở
xuống và các MBA 1 pha
từ 110kV trở lên không
được sai lệch quá 10% so
với số liệu xuất xưởng.
Tổn thất không tải của các
MBA 3 pha điện áp 110kV
trở lên không được sai lệch
qúa 5% so với số liệu xuất
xưởng.
Tổn thất và dòng không tải
của 2 pha A và C đối với
các MBA 3 pha không
được sai lệch khác nhau
quá 5 %.
Có thể thí
nghiệm trực
tiếp ở điện áp
định mức
hoặc có thể
thí nghiệm ở
điện áp thấp
(5 – 10% định
mức). rồi tính
toán quy đổi
hoặc không
quy đổi. Nếu
tiến hành TN
ở điện áp thấp
thì cần tiến
hành trước khi
đo từ 1 chiều
12. Thí nghiệm
điện áp tăng
cao tần số công
nghiệp đối với
cách điện
chính.
Bắt
buộc
đối với
cấp
điện
áp
35kV
trở
xuống
Bắt
buộc
đối với
cấp
điện
áp
35kV
trở
xuống
Bắt buộc
đối với
cấp điện
áp 35kV
trở
xuống
Trị số điện áp thí nghiệm
đối với các máy mới lắp
đặt và các máy sau sửa
chữa có thay thế hoàn toàn
cuộn dây lấy bằng 90%
điện áp thử của nhà chế tạo
khi xuất xưởng hoặc bằng
90% số liệu của bảng 2.7.
Đối với các MBA sau sửa
chữa có thay thế một phần
cuộn dây hoặc một phần
cách điện thì thử bằng 85%
của nhà chế tạo hoặc của
bảng 2.7
Đối với các
máy có cấp
điện áp từ
110kV trở lên
hạng mục này
chỉ tiến hành
khi có nguồn
điện áp phù
hợp. Nếu
MBA có trung
tính cách điện
không hoàn
toàn thì thí
nghiệm điện
áp tăng cao
chỉ tiến hành
riêng với
trung tính.
13. Thí nghiệm
điện áp tăng
cao giữa các
vòng dây
Không
bắt
buộc
Không
bắt
buộc
Không
bắt buộc
Điện áp thử bằng 1,3 lần
diện áp định mức ở tần số
công nghiệp hoặc bằng 2
lần điện áp định mức ở
100Hz. thời gian thử 3 phút
Nếu không có
điều kiện có
thể bỏ hạng
mục này.
14. Thí nghiệm
mẫu dầu trong
máy
bắt
buộc
bắt
buộc
bắt buộc Xem phụ lục 1
104
15. Thí nghiệm
bộ điều áp dưới
tải (ĐAT)
bắt
buộc
bắt
buộc
bắt buộc Theo hướng dẫn của nhà
chế tạo. có thể tham khảo
phụ lục 9.
16. TN các
máy biến dòng
nằm trong máy
bắt
buộc
bắt
buộc
bắt buộc Theo tiêu chuẩn thí nghiệm
biến dòng đo lường.
17. Thí nghiệm
đo kín vỏ máy
bắt
buộc
bắt
buộc
bắt buộc Đối với các MBA có bảo
vệ bằng màng chất dẻo tạo
áp lực không khí 0,1kg/cm2
trong túi khí. Đối với các
MBA khác tạo áp lực
không khí khô 1kg/cm2 trên
mặt thoáng dầu hoặc thử
bằng cột dầu cao 0,6 m
(cho các máy có bộ làm
mát hình ống hoặc mặt
phẳng) và 0,3m (cho các
máy có bộ làm mát dạng
sóng hoặc bộ lằm mát tháo
rời). Chiều cao cột dầu tính
từ đỉnh bình dầu nhưng
không thấp hơn đỉnh sứ
đầu vào. Thời gian thử ít
nhất 3 giờ.
18. Đóng điện
áp định mức 3
– 5 lần vào
máy
bắt
buộc
bắt
buộc
bắt buộc Không được có gì khác lạ
chứng tỏ MBA không đạt
yêu cầu.
105
PHỤ LỤC 2
TIÊU CHUẨN DẦU BIẾN ÁP
No Hạng mục thí nghiệm Dầu mới
trong máy
Dầu trong
vận hành
1 2 3 4
1 Điện áp chọc thủng, kV
Dưới 15kV
15 đến 35kV
Dưới 110kV
110 đến 220kV
500kV
30
35
45
60
70
25
30
40
55
60
2 Tang góc tổn thất điện môi (%) không quá
ở 200C
ở 900C
0,2
2,2
1
7
3 Trị số axit mg KOH trong 1g dầu không quá 0,02 0,25
4 Hàm lượng axit và kiềm hoà tan trong nước Không có 0,1 mgKOH
5 Hàm lượng tạp chất cơ học theo khối lượng %
không quá
Không có Không có
6 Nhiệt độ chớp cháy kín 0C không thấp hơn 135 Giảm không qúa
50C so với lần
phân tích trước
7 Độ ổn định kháng ôxy:
- Khối lượng cặn % không quá
- Trị số axid dầu sau ôxy hoá mg KOH
trên 1g dầu không quá
0.01
0.1
Không thử
Không thử
8 Chỉ số Natri không quá 0,4 Không thử
9 Độ nhớt động m3/s không lớn hơn
Ở 200C
Ở 500C
28
9,0
Không thử
Không thử
10 Hàm lượng nước theo khối lượng % không quá 0,001 0,0025
11 Hàm lượng khí hoà tan % không quá
220 đến 330kV
500kV
1,0
0,5
2,0
2,0
Ghi chú:
1. Mục 11 chỉ tiến hành đối với các MBA có bảo vệ bằng màng chất dẻo hoặc Nitơ.
Trong trường hợp có các thiết bị khử khí dầu đạt tới chân không trên 759mmHg
trong khoang chân không thì không cần kiểm tra hạng mục này.
106
2. Mục 10 chỉ kiểm tra đối với các MBA có bảo vệ bằng màng chất dẻo. Đối với các
MBA không bảo vệ bằng màng chất dẻo, cấp điện áp 110 – 150 kV cũng lên kiểm
tra hàm lượng nước. Đối với các máy loại này hàm lượng nước cho phép không
quá 0,002% (20g/tấn)
3. Mục 2 chỉ bắt buộc đối với các MBA từ 11kV trở lên.
Việc kiểm tra đơn giản dầu cách điện chỉ bao gồm các mục 1, 3, 4, 5 và 6.
107
TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1]. Phạm văn Bình, Lê văn Doanh. “MBA lý thuyết vận hành, bảo dưỡng, thử
nghiệm”, Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật, Hà nội 2002.
[2]. Trịnh Hùng Thám, Nguyễn Hữu Khái, Đào Quang Thạch, Lã Văn Út, Phạm
Văn Hoà, Đào Kim Hoa, “Nhà máy điện & trạm biến áp (phần điện)”, Nhà xuất
bản Khoa học và Kỹ thuật, 1998.
[3.]. Nguyễn Hữu Kiên, “Nghiên cứu đánh giá tác động của môi trường đối với CĐ
cuộn dây và các biện pháp nâng cao tuổi thọ MBA lực trong HTĐ Việt Nam”, Viện
Năng lượng, Hà Nội 2004.
[4]. Nguyễn Đức Sỹ, " Sửa chữa máy điện và MBA" Nhà xuất bản giáo dục, Hà nội,
2000.
[5]. Nguyễn Đình Thắng "Vật liệu kỹ thuật điện", Trường Đại học Bách Khoa Hà
Nội, 2004.
[6]. The Phuc Dinh, "Fuzzy expert system application for determination of
transformer overload capability" University of Tasmania-Department of Electrical
and Electronic Engineering, Feb, 1996.
[7]. B.V.Vanin, Yu.N.Lvov, B.N.Neklepaev, K.M.Antipov, A.S.Surba,
M.I.Chichinsky. Power transformer of 110-500 kV voltage level failures in the
course of operation (Elektricheskiye stantsii, N0 9, 2001, pp53-58)
[8]. A.P.Dolin, V.K.Kraynov, V.V.Smekalov, V.P.Shamko. Failure rate.
Assessment of state and repair of power transformers. (Energetic, N0 6, 2001, pp
30-35).
[9]. V.V.Smekalov* – RAO "EES of Russia", A.P.Dolin., N.F.Pershina –Scientific
& Production Enterprise "Technoservice-Electro", "Condition assessment and life
time extension of power transformers" CIGRE-2002.
[10]. Wong, C.C. “Substation power transformer loading analysis and computer
simulation of load ability under realistic operating conditions
[11] S. M. Gubanski, P. Boss, G. Csepes, V. D. Houhanessian, J. Filippini, P.
Guuinic, U. Gafvert, V. Karius, J. Lapworth, G. Urbani, P. Werelius, and W. S.
Zaengl, "Dielectric response methods for diagnostics of power transformers",
Electra, No. 202, pp. 23-34, June, 2002
[12] A. K. Jonscher, Dielectric relaxation in solids, 2nd ed, Chelsea Dielectrics
Press Limited, London, UK, 1996
[13] U. Gafvert, H. Kols, and J. Marinko, "Simple method for determining the
electrical conductivity of dielectric liquids", Nordic IS, Helsinki, Finland, 1986, pp.
23:1 - 23:5, 1986
[14] A. Helgeson, "Analysis of Dielectric Response Measurement Methods and
Dielectric Properties of Resin-Rich Insulation During Processing", PhD., Kungle
Tekniska Högskolan, Stockholm, 2000
108
[15] R. Eriksson and S. M. Gubanski, "Condition assessment of HV apparatus
through measurement of dielectric response", Jubilee congress of the University of
Peradeniya, Peradeniya, Sri lanka, 2000
[16] M. C. Lessard, L. Van Nifterik, M. Masse, J. F. Penneau, and R. Grob,
"Thermal aging study of insulating papers used in power transformers",
Proceedings of Conference on Electrical Insulation and Dielectric Phenomena -
CEIDP '96, New York, NY, USA, pp. 854-9 vol.2,
1996
[17] A. M. Emsley, X. Xiao, R. J. Heywood, and M. Ali, "Degradation of cellulosic
insulation in power transformers. Part 3: effects of oxygen and water on ageing in
oil", IEE Proceedings-Science, Measurement and Technology, Vol. 147, No. 3, pp.
115-19, 2000
[18] R. Neimanis, "On estimation of Moisture Content in Mass Impregnated
Distribution Cables", PhD. Thesis, KTH, Stockholm, Sweden, 2001
[19] J. B. Whitehead, Impregnated paper insulation, John Willey & Sons, New
York, 1935
[20] D. Kind, High Voltage Technology, Vieweg, 1985
[21] L. Centurioni and G. Coletti, ''Transformer Insulation'', Wileys Encyclopedia
of Electrical and Electronics Engineering online, 2000
[22] T. O. Rouse, "Mineral insulating oil in transformers", IEEE Electrical
Insulation Magazine, Vol. 14, No. 3, pp. 6-16, 1998
[23] I. Fofana, V. Wasserberg, H. Borsil, and E. Gockenbach, "Retrofilling
conditions of high voltage transformers", IEEE Electrical Insulation Magazine,
Vol. 17, 2001
[24] P. Griffin and J. D. Christie, "Effects of Water and Benzotriazole on
Electrostatic charge generation in Mineral Oil/Cellulose Systems", Static
Electrification in Power Transformers, June 1993, 1993
[25] C. A. Eckelman, ''Wood Moisture Calculation'', Purdue University,Department
of Forestry and Natural Resouces,
[26] Y. Du, M. Zahn, B. C. Lesieutre, A. V. Mamishev, and S. R. Lindgren,
"Moisture equilibrium in transformer paper-oil systems", IEEE Electrical
Insulation Magazine, Vol. 15, No. 1, pp. 11-20, 1999
[27] V. Sokolov, P. Griffin, and B. Vanin, "Moisture equilibrium and moisture
migration within transformer insulation systems", CIGRE WG 12.18 '' Life
management of transformers '', Draft 3
[28] "IEEE guide for diagnostic field testing of electric power apparatus - part 1: oil
filled power transformers, regulators, and reactors", IEEE std.62- 1995, 1995
[29] S. Itahashi, H. Sakurai, H. Mitsui, and M. Sone, "Analysis of state of water in
oil impregnated Kraft-paper and its effect on conduction phenomena", Proceedings
of 1993 IEEE 11th International Conference on Conduction and Breakdown in
Dielectric Liquids (ICDL '93), New York, NY, USA, pp. 472-6, 1993
109
[30] Y. Du, A. V. Mamishev, B. C. Lesieutre, M.Zahn, and S. H. Kang, "Moisture
Solubility for Different Conditioned Transformer Oils", IEEE transactions on
Dielectrics and Electrical Insulation, Vol. 8, No. 5, pp. 805 - 811, October 2001
[31] CHANDIMA EKANAYAKE: Application of Dielectric Spectroscopy for
Estimating Moisture Content in Power Transformers. Technical report no.465L
Department of Electric Power Engineering Chalmers University of Technology SE-
41296 Göteborg Sweden 2003
[32]. “Relative humidity,” Britannica online, 1994 - 1997 Encyclopeedia
Britannica, Inc,.
[33]. H.P. Moser, Transformerboard, Special print of Sientia Electrica, translated
by EVH-Weidmann Lim., St., Johnsbury, Vermont, USA, Section C, 1979.
[34]. G.Beer, G.Gasparani, F.Osimo, and F.Ross, “Experimental Data on the
Drying-out of Insulation Samples and Test Coil for Transformers,” CIGRE Paper
No.135,1996.
[35]. IDAX-206 АНАЛИЗАТОР СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ Точное и
надежное определение влажности изоляции силовых трансформаторов;
Компания Пергам-Инжиниринг; фирма Programma Electric AB
[36]. S.M. Gubanski, J. BLennow, L. Karlsson, K. Feser, S. Tenbolen, C.
Neumann, H. Moscicka-Grzesiak, A. Filipowski, L. Tatarski “Reliable Diagnostics
of HV Transformer Insulation for Safety Assurance of Power Transmission
System” Cigre Paris Aug 2006
[37]. Frequency Domain (low) Dielectric Loss Measurement for Transformer
Diagnostics. - School of Computer Science and Electrical Engineering The
University of Queensland. 2004
[38]. Analysis of Dielectric Response Measurement Methods and Dielectric
Properties of Resin-Rich Insulation During Processing. - Anders Helgeson 2002
[39]. Sobocki R., Assessment of power transformer failure rate in Polish Power
Grid Company as a factor of' reliability and continuity of supply, CIGRE, SC12
Colloquium, Dublin, 2001.
[40]. Nguyễn Hữu Kiên; Lê Văn Khánh: Nghiên cứu ứng dụng phương pháp phân
tích dòng phân cực và khử phân cực để xác định hàm lượng độ ẩm trong CĐ rắn
của MBA lực. Hà Nội 2006.
Các file đính kèm theo tài liệu này:
- g_dung_phuong_phap_pho_dien_moi_de_chan_doan_chat_luong_cach_dien_tro_.pdf